RU2738048C1 - Inhibiting drilling fluid - Google Patents
Inhibiting drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738048C1 RU2738048C1 RU2020116365A RU2020116365A RU2738048C1 RU 2738048 C1 RU2738048 C1 RU 2738048C1 RU 2020116365 A RU2020116365 A RU 2020116365A RU 2020116365 A RU2020116365 A RU 2020116365A RU 2738048 C1 RU2738048 C1 RU 2738048C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling
- solution
- soluble salt
- chitosan
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 9
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 3
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims abstract description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 3
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 3
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 30
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 9
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229940069328 povidone Drugs 0.000 description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- 229920001353 Dextrin Polymers 0.000 description 3
- 239000004375 Dextrin Substances 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 235000019425 dextrin Nutrition 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 3
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 3
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 3
- MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 2-(oxan-2-yl)oxane Chemical compound O1CCCCC1C1OCCCC1 MGYAGUUKOYNYAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 2
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 2
- -1 polydadmach Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N [(1r,2s,4r,5r)-3-hydroxy-4-(4-methylphenyl)sulfonyloxy-6,8-dioxabicyclo[3.2.1]octan-2-yl] 4-methylbenzenesulfonate Chemical compound C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)O[C@H]1C(O)[C@@H](OS(=O)(=O)C=2C=CC(C)=CC=2)[C@@H]2OC[C@H]1O2 NJSSICCENMLTKO-HRCBOCMUSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеThe technical field to which the invention relates
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, в частности, при бурении неустойчивых глинистых пород, а также при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.The invention relates to water-based drilling fluids and can be used in the drilling of oil and gas wells, in particular, when drilling unstable clay rocks, as well as when drilling horizontal wells and wells with a large deviation angle.
Уровень техникиState of the art
Известен катионный буровой раствор (RU 2614838 C1,C09K 8/24, 2015.10.12) включающий воду, глинопорошок, полидадмах, крахмал или декстрин, отличающийся тем, что в качестве дополнительного структурообразователя раствор содержит катионный полимер Росфлок КФ при следующем соотношении компонентов, мас.%: Глинопорошок 3-5, полидадмах 1,05-2,10, росфлок кф 0,5-2, крахмал или декстрин 0,5-3,0, вода - остальное.Known cationic drilling mud (RU 2614838 C1, C09K 8/24, 2015.10.12) includes water, clay powder, polydadmach, starch or dextrin, characterized in that as an additional structurant, the solution contains the cationic polymer Rosflok KF in the following ratio of components, wt. %: Clay powder 3-5, polydadmach 1.05-2.10, Rosflok kf 0.5-2, starch or dextrin 0.5-3.0, water - the rest.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическими параметрам и седиментационной неустойчивости раствора. Отсутствие водорастворимой соли в качестве дополнительного ингибитора говорит о недостаточных ингибирующих свойствах раствора. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон.The disadvantage of this solution is the use of clay powder as a structurant in combination with polydadmach, which can lead to unstable structural and rheological parameters and sedimentation instability of the solution. The absence of a water-soluble salt as an additional inhibitor indicates insufficient inhibiting properties of the solution. Also, chitosan and polyvinylpyrrolidone are not used in this solution.
Известен катионноингибирующий буровой раствор (патент RU 2567580 С1, C09K 8/24, 10.11.2015) включающий воду, глинопорошок и полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах), отличающийся тем, что раствор дополнительного содержит биополимер Биоксан при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 5-8, полидадмах 5-6, биополимер биоксан 0,05-0,2, вода - остальное.Known cation-inhibiting drilling mud (patent RU 2567580 C1, C09K 8/24, 11/10/2015) comprising water, clay powder and a polymer of diallyldimethylammonium chloride (Polydadmach), characterized in that the solution contains additional biopolymer Bioxan in the following ratio of components, wt. %: clay powder 5-8, polydadmach 5-6, biopolymer bioxane 0.05-0.2, water - the rest.
Недостаток известного состава заключается в низких крепящих свойствах бурового раствора, а также в высоких показателях пластической вязкости, вследствие использования глинопорошка в качестве структурообразователя, что может создавать высокие гидравлические сопротивления, отрицательно влияющие на работу всего бурового оборудования. Также в этом растворе не используются хитозан и поливинилпирролидон. The disadvantage of the known composition lies in the low fastening properties of the drilling fluid, as well as in the high plastic viscosity, due to the use of clay powder as a structurant, which can create high hydraulic resistances that adversely affect the operation of all drilling equipment. Also, chitosan and polyvinylpyrrolidone are not used in this solution.
Наиболее близким по сущности решением является буровой раствор, раскрытый в RU2602262C1, C09K8/24, опубл. 10.11.2016. Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; вода - остальное.The closest solution in essence is the drilling mud disclosed in RU2602262C1, C09K8 / 24, publ. 11/10/2016. The invention relates to water-based drilling fluids and can be used when drilling oil and gas wells, mainly when drilling unstable clay rocks in terrigenous and salt deposits under conditions of exposure to high temperatures up to 200 ° C. The technical result of the invention is to increase the anchoring properties of the solution and maintain the stability (integrity) of the borehole walls while increasing the inhibiting properties of the solution. Cationic drilling mud includes wt%: clay powder 3-5; polydadmach 1.75-3.50; cationic polymer Rosflok KF 0.5-2; polyvinylpyrrolidone 0.3-3.0; water is the rest.
Недостатком данного раствора является использование в качестве структурообразователя глинопорошка в комплексе с полидадмах, что может приводить к нестабильным структурно-реологическим параметрам и седиментационной неустойчивости раствора. The disadvantage of this solution is the use of clay powder as a structurant in combination with polydadmach, which can lead to unstable structural and rheological parameters and sedimentation instability of the solution.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В одном аспекте изобретения раскрыт ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов, мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1-1, вода - остальное.In one aspect of the invention, an inhibitory drilling mud is disclosed comprising water, a starch reagent, a structure-forming biopolymer, a water-soluble salt, an aqueous solution of polydadmach, characterized in that it additionally contains chitosan as a clay inhibitor, and polyvinylpyrrolidone as a fixing agent in the following ratio, wt%: starch reagent 1.5-3, structure-forming biopolymer 0.2-0.5, water-soluble salt 3-30, polydadmach 1-5, chitosan 0.1-1, polyvinylpyrrolidone 0.1-1, water - the rest.
В дополнительных аспектах раскрыто, что в качестве водорастворимой соли используют хлорид калия, хлорид натрия, формиат натрия, формиат калия или их смеси; буровой раствор дополнительно содержит карбонатный микрокольматант в количестве 3-20 мас.%; в качестве карбонатного микрокольматанта используют мраморную крошку, мел или микрокальцит.In additional aspects, it is disclosed that potassium chloride, sodium chloride, sodium formate, potassium formate, or mixtures thereof are used as the water-soluble salt; the drilling mud additionally contains a carbonate microcolmatant in an amount of 3-20 wt%; marble chips, chalk or microcalcite are used as carbonate microcolmatants.
Основными задачами, решаемыми заявленным изобретением, являются улучшение крепящих, ингибирующих и эксплуатационных свойств бурового раствора.The main problems solved by the claimed invention are to improve the anchoring, inhibiting and operational properties of the drilling mud.
Технический результат, достигаемый решением, заключается в обеспечении высоких ингибирующих свойств раствора, повышении крепящих свойств раствора, улучшении эксплуатационных характеристик раствора.The technical result achieved by the solution consists in ensuring high inhibiting properties of the solution, increasing the fastening properties of the solution, and improving the performance of the solution.
Технический результат достигается тем что, высокоэффективный ингибирующий буровой раствор, включающий воду, крахмальный реагент, структурообразующий биополимер, водорастворимую соль, водный раствор полидадмаха дополнительно содержит в качестве ингибитора глин хитозан, в качестве крепящего агента поливинилпирролидон при следующем соотношении компонентов, мас.%: крахмальный реагент 1,5-3, структурообразующий биополимер 0,2-0,5, водорастворимая соль 3-30, полидадмах 1-5, хитозан 0,1-1, поливинилпирролидон 0,1 -1, карбонатный микрокольматант 3-20, воду - остальное.The technical result is achieved by the fact that a highly effective inhibiting drilling mud, including water, starch reagent, structure-forming biopolymer, water-soluble salt, aqueous solution of polydadmach additionally contains chitosan as a clay inhibitor, as a fixing agent polyvinylpyrrolidone with the following ratio of components, wt%: starch reagent 1.5-3, structure-forming biopolymer 0.2-0.5, water-soluble salt 3-30, polydadmach 1-5, chitosan 0.1-1, polyvinylpyrrolidone 0.1-1, carbonate microcolmatant 3-20, water - the rest ...
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
Крахмальный реагент в заявляемом составе используется в качестве понизителя фильтратоотдачи. В качестве крахмального реагента может использоваться пищевой и технический крахмал, модифицированный крахмал, декстрин. Концентрация крахмального реагента в предлагаемом составе находится в диапазоне 1,5-3%. При снижении концентрации реагента ниже 1,5 мас.% не обеспечивается приемлемое снижение показателя фильтрации, а повышение концентрации выше 3 мас.% экономически нецелесообразно и не приводит к дальнейшему снижению показателя фильтрации.The starch reagent in the claimed composition is used as a filtrate-return reducer. Food and industrial starch, modified starch, dextrin can be used as a starch reagent. The concentration of the starch reagent in the proposed composition is in the range of 1.5-3%. With a decrease in the concentration of the reagent below 1.5 wt.%, An acceptable decrease in the filtration index is not ensured, and an increase in the concentration above 3 wt.% Is economically inexpedient and does not lead to a further decrease in the filtration index.
В качестве структурообразующего биополимера в предлагаемом составе используется ксантановая камедь. Растворы, содержащие ксантановую камедь, проявляют тиксотропные и псевдопластичные свойства, что положительно сказывается на эксплуатационных свойствах раствора. Xanthan gum is used as a structure-forming biopolymer in the proposed composition. Solutions containing xanthan gum exhibit thixotropic and pseudoplastic properties, which positively affects the performance properties of the solution.
Использование водорастворимой соли в составе предлагаемого раствора позволяет получить дополнительный ингибирующий эффект, а также позволяет обеспечить совместимость полимерных компонентов раствора. Требуемое содержание водорастворимой соли по настоящему изобретению находится в диапазоне 3-30 мас.% или до достижения максимального предела растворимости соли. При уменьшении концентрации соли ниже заявленного значения не будет достигнут технический результат предлагаемого состава. Повышение концентрации соли выше 30мас.% нецелесообразно ввиду ухудшения эксплуатационных характеристик раствора.The use of a water-soluble salt in the composition of the proposed solution allows you to obtain an additional inhibitory effect, and also allows you to ensure the compatibility of the polymer components of the solution. The required content of the water-soluble salt of the present invention is in the range of 3-30 wt% or up to the maximum solubility limit of the salt. With a decrease in salt concentration below the declared value, the technical result of the proposed composition will not be achieved. Increasing the salt concentration above 30 wt.% Is impractical due to the deterioration in the performance of the solution.
Полидадмах в предлагаемом составе используется в качестве основного ингибитора набухания глин. Полидадмах представляет собой органический полимер с высоким катионным зарядом, необходимым для стабилизации неустойчивых глинистых пород. Может применяться в порошкообразной форме или в виде водного раствора концентрации 30-40 мас.%. Концентрация полидадмаха в предлагаемом составе находится в диапазоне 1-5% масс. При снижении концентрации полидадмаха ниже 0,5 мас.% не обеспечивается достаточного ингибирующего эффекта согласно экспериментальным данным, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.Polydadmach in the proposed composition is used as the main inhibitor of clay swelling. Polydadmach is an organic polymer with a high cationic charge required to stabilize unstable clayey rocks. It can be used in powder form or in the form of an aqueous solution with a concentration of 30-40 wt.%. The concentration of polydadmach in the proposed composition is in the range of 1-5% of the mass. With a decrease in the concentration of polydadmach below 0.5 wt.%, A sufficient inhibitory effect is not provided according to experimental data, and an increase in the concentration above 6 wt.% Is impractical due to the overrun of the reagent.
Хитозан в предлагаемом составе используется в качестве дополнительного ингибитора глин. Молекула хитозана содержит в себе большое количество свободных аминогрупп, что позволяет ему связывать ионы водорода и приобретать избыточный положительный заряд. Хитозан имеет более низкую молекулярную массу чем полидадмах, что позволяет достичь дополнительный ингибирующий эффект, за счет создания более плотной пленки на поверхности породы. Концентрация хитозана в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации хитозана ниже 0,1 мас.% не обеспечивается дополнительный ингибирующий эффект, а повышение концентрации выше 1 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.Chitosan in the proposed composition is used as an additional clay inhibitor. The chitosan molecule contains a large number of free amino groups, which allows it to bind hydrogen ions and acquire an excess positive charge. Chitosan has a lower molecular weight than polydadmach, which allows an additional inhibitory effect to be achieved by creating a denser film on the rock surface. The concentration of chitosan in the proposed composition is in the range of 0.1-1% wt. With a decrease in the concentration of chitosan below 0.1 wt.%, An additional inhibitory effect is not provided, and an increase in the concentration above 1 wt.% Is impractical due to the excessive consumption of the reagent.
Использование поливинилпирролидона (повидон) в предлагаемом составе обусловлено его крепящими свойствами. Повидон представляет собой водорастворимый полимер, составленный из мономерных единиц N-винилпирролидона. Важной особенностью высокомолекулярного поливинилпирролидона является его высокая адсорбционная способность и склонность к комплексообразованию, что улучшает крепящие и эксплуатационные свойства раствора. Концентрация повидона в предлагаемом составе находится в диапазоне 0,1-1% мас. При снижении концентрации повидона ниже 0,1мас.% не обеспечивается надежного крепящего эффекта, а повышение концентрации выше 6 мас.% нецелесообразно ввиду перерасхода реагента.The use of polyvinylpyrrolidone (povidone) in the proposed composition is due to its fastening properties. Povidone is a water-soluble polymer composed of N-vinylpyrrolidone monomeric units. An important feature of high-molecular-weight polyvinylpyrrolidone is its high adsorption capacity and tendency to complexation, which improves the fixing and operational properties of the solution. The concentration of povidone in the proposed composition is in the range of 0.1-1% wt. With a decrease in the concentration of povidone below 0.1 wt.%, A reliable fastening effect is not ensured, and an increase in the concentration above 6 wt.% Is impractical due to the excessive consumption of the reagent.
Карбонатный кольматант используется в качестве утяжелителя и реагента, который участвует в формировании фильтрационной корки, снижающей водоотдачу раствора. Концентрация карбонатного кольматанта в предлагаемом составе находится в диапазоне 3-20% мас. Carbonate bridging agent is used as a weighting agent and a reagent, which is involved in the formation of a filter cake that reduces fluid loss of the solution. The concentration of carbonate bridging agent in the proposed composition is in the range of 3-20% wt.
В одном из вариантов осуществления предлагаемый буровой раствор может быть приготовлен следующим образом. В воду последовательно при перемешивании добавляют крахмал, ксантановую камедь, водорастворимую соль, полидадмах, хитозан, повидон, карбонатный кольматант.In one embodiment, the proposed drilling fluid can be prepared as follows. Starch, xanthan gum, water-soluble salt, polydadmach, chitosan, povidone, carbonate colmatant are added to the water successively with stirring.
Рецептуры растворов для тестирования приведены в таблице 1.Solution formulations for testing are shown in Table 1.
Были проведены исследования следующих эксплуатационных характеристик бурового раствора согласно ГОСТ 33213-2014 - пластическая вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига, показатель фильтрации. Результаты тестирования приведены в таблице 2.Studies of the following performance characteristics of the drilling fluid in accordance with GOST 33213-2014 were carried out - plastic viscosity, static and dynamic shear stress, filtration rate. The test results are shown in Table 2.
Оценку ингибирующей и крепящей способности проводили по следующей методике. Шлам, просеянный до фракции 3-5 мм, в количестве 40 грамм ставится на горячую прокатку с раствором в объеме 200 мл на 16 часов при температуре 80°С. После прокатки шлам отмывается от раствора рассолом хлорида натрия. Затем на приборе BulkHardnessTester (производитель Ofite) замеряется объемная прочность шлама. Затем шлам высушивается до постоянной массы и взвешивается. Высокие значения на тестере объемной твердости говорят о высокой ингибирующей способности, а большое количество шлама оставшиеся после горячей прокатки подтверждает хорошие крепящие свойства раствора. Результаты данных тестов приведены в таблице 2. The evaluation of the inhibiting and fastening ability was carried out according to the following method. Sludge, sieved to a fraction of 3-5 mm, in an amount of 40 grams, is put on hot rolling with a solution in a volume of 200 ml for 16 hours at a temperature of 80 ° C. After rolling, the sludge is washed from the solution with sodium chloride brine. Then the bulk strength of the sludge is measured on the BulkHardnessTester (manufacturer Ofite). Then the sludge is dried to constant weight and weighed. High values on the bulk hardness tester indicate a high inhibiting ability, and a large amount of sludge remaining after hot rolling confirms the good fixing properties of the mortar. The results of these tests are shown in Table 2.
Таблица 1. Примеры рецептур растворов по предлагаемому изобретениюTable 1. Examples of formulations of solutions according to the invention
Таблица 2. Параметры растворовTable 2. Parameters of solutions
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.The embodiments are not limited to the embodiments described herein, to a person skilled in the art based on the information set forth in the description and knowledge of the prior art, other embodiments of the invention will become apparent without departing from the spirit and scope of the present invention.
Признаки, упомянутые в различных зависимых пунктах формулы, а также реализации раскрытые в различных частях описания могут быть скомбинированы с достижением полезных эффектов, даже если возможность такого комбинирования не раскрыта явно.The features mentioned in various dependent claims, as well as the implementations disclosed in various parts of the description, can be combined with the achievement of beneficial effects, even if the possibility of such a combination is not explicitly disclosed.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116365A RU2738048C1 (en) | 2020-05-19 | 2020-05-19 | Inhibiting drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116365A RU2738048C1 (en) | 2020-05-19 | 2020-05-19 | Inhibiting drilling fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2738048C1 true RU2738048C1 (en) | 2020-12-07 |
Family
ID=73792586
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020116365A RU2738048C1 (en) | 2020-05-19 | 2020-05-19 | Inhibiting drilling fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738048C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794112C1 (en) * | 2022-04-20 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Clay free polycationic drilling fluid |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2534546C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2602262C1 (en) * | 2015-10-12 | 2016-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Heat-resistant cationic drilling mud |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
-
2020
- 2020-05-19 RU RU2020116365A patent/RU2738048C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080248975A1 (en) * | 2007-04-03 | 2008-10-09 | Eliokem S.A.S. | Drilling fluid |
| RU2534546C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий- Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2567580C1 (en) * | 2014-08-22 | 2015-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Cation-inhibiting drilling mud |
| RU2602262C1 (en) * | 2015-10-12 | 2016-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Heat-resistant cationic drilling mud |
| RU2661955C1 (en) * | 2017-07-03 | 2018-07-23 | Юрий Александрович Кулышев | Cation-inhibiting drilling mud (variants) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2798347C1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Pseudoplastic drilling fluid for improving wellbore cleaning and drilling method using it (variants) |
| RU2794112C1 (en) * | 2022-04-20 | 2023-04-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Clay free polycationic drilling fluid |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7207387B2 (en) | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores | |
| US6020289A (en) | Polymers for drilling and reservoir fluids and their use | |
| EP1358233B1 (en) | Polymeric fluid loss additives and method of use thereof | |
| US4480693A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| US4540496A (en) | Intramolecular polymer complexes - viscosifiers for high ionic strength drilling fluids | |
| NO314410B1 (en) | Fluid for use in an oil well, as well as a process carried out in an oil well and use of the method | |
| EP4136186B1 (en) | Drilling fluid with improved fluid loss and viscosifying properties | |
| WO2007092150A2 (en) | High temperature filtration control using water based drilling fluid systems comprising water soluble polymers | |
| NO314411B1 (en) | Process and water-based fluid for controlling the dispersion of solids by oil drilling | |
| US7196039B2 (en) | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid | |
| RU2602262C1 (en) | Heat-resistant cationic drilling mud | |
| CA2817651A1 (en) | Drilling fluids useful for limiting tar sand accretion | |
| US6642183B1 (en) | Lubricating method for silicate drilling fluids | |
| JPS6164783A (en) | Thickened solid non-containing aqueous brine and thickening of heavy solid non-containing aqueous brine | |
| RU2567579C1 (en) | Drilling mud | |
| US4626285A (en) | Fluid loss control in oil field cements | |
| RU2738048C1 (en) | Inhibiting drilling fluid | |
| RU2738055C1 (en) | Process fluid for cleaning bottomhole formation zone, well shaft, inner surface of tubing string, borehole filters | |
| US6608159B2 (en) | Polymeric, acrylamide-free water retention agent | |
| US4544722A (en) | Water-soluble terpolymers of 2-acrylamido-2-methylpropane-sulfonic acid, sodium salt (AMPS), n-vinylpyrrolidone and acrylonitrile | |
| CA2679463C (en) | Stable sodium thiosulfate based fluidized polymer suspensions of hydroxyethyl cellulose for oilfield services | |
| US11834387B1 (en) | Quaternary ammonium salt and preparation method and use thereof as inhibitor, and water-based drilling fluid and use thereof | |
| NO20161891A1 (en) | High temperature and high pressure fluid loss additives and methods of use thereof | |
| US4555558A (en) | Terpolymers of 2-acrylamido-2-methylpropane-sulfonic acid, sodium salt (AMPS), N,N-dimethylacrylamide, and acrylonitrile | |
| US4683952A (en) | Fluid loss control in oil field cements |